東北電網(wǎng)風電調(diào)度管理模式探討

田增垚，張明理，張 楠

(1．東北電網(wǎng)有限公司，遼寧 沈陽 110180;2．遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006)

隨著我國政府對開發(fā)利用可再生能源的高度重視及《可再生能源法》的頒布實施，包括風力發(fā)電、生物質(zhì)能發(fā)電、太陽能光伏發(fā)電在內(nèi)的可再生能源發(fā)電在近幾年內(nèi)得到了較快的發(fā)展。其中，風力發(fā)電技術(shù)是最成熟、最具規(guī)模化開發(fā)和商業(yè)化發(fā)展的能源發(fā)電方式之一。其發(fā)展速度居各種可再生能源之首。截至2007年底，全國風電場累計裝機已達到605萬kW，居世界第5位，其中并網(wǎng)運行裝機容量420萬kW，年發(fā)電量57億kWh;2008年底全國風電裝機容量達到1 215萬kW，提前兩年實現(xiàn)“十一五”風電規(guī)劃目標。2010年底風電容量突破3 000萬kW，到2015年，全國風電開發(fā)建設(shè)規(guī)模有望達到10 000萬kW。在江蘇沿海和“三北”風能資源豐富地區(qū)建成十多個百萬kW級風電基地和6個千萬kW級風電基地，形成若干個“風電三峽”，風電在局部地區(qū)電力供應(yīng)中達到較高比例。

東北電網(wǎng)風電發(fā)展速度居全國之首，同樣給東北電網(wǎng)日常運行帶來的問題也較為突出，嚴重影響了風電接納能力。截至2010年底，東北電網(wǎng)風電機組裝機容量已經(jīng)達到1 058萬kW，全網(wǎng)風電最大出力達到557萬kW(2010年11月24日15:05)，占當時全網(wǎng)發(fā)電電力的13.5%;最大日上網(wǎng)電量11 070萬kWh(2010年11月24日)。按政府有關(guān)部門的規(guī)劃，東北電網(wǎng)在未來幾年內(nèi)，將陸續(xù)建成赤峰、通遼、白城等多個百萬kW級風電基地，政府有關(guān)部門甚至提出了“風電三峽”的風電規(guī)劃思路。

1 大規(guī)模風電接入帶來的影響［1－5］

1.1 加大了電網(wǎng)調(diào)峰難度

峰谷差是指電網(wǎng)日最大負荷與日最小負荷的差值，是衡量電網(wǎng)負荷特性的重要指標，也是電網(wǎng)調(diào)度部門安排日電力平衡的重要依據(jù)。東北電網(wǎng)低谷用電量增長偏緩，尖峰用電量增長較快，電網(wǎng)的峰谷差在逐年加大。2009年，東北電網(wǎng)最大峰谷差為1 067.5萬kW，2010年，東北電網(wǎng)最大峰谷差為1 229萬kW，預計2011年，東北電網(wǎng)最大峰谷差將超過1 300萬kW。

隨著東北電網(wǎng)峰谷差的不斷加大，東北電網(wǎng)的調(diào)峰能力卻有所下降。東北電網(wǎng)的調(diào)峰問題集中體現(xiàn)在供暖期負荷低谷時段發(fā)電側(cè)向下調(diào)整能力匱乏。東北地區(qū)氣候為溫帶季風氣候，部分地區(qū)冬季長達半年以上，冬季多年平均氣溫在－15℃以下。2010年冬季全網(wǎng)約有55%運行容量的機組開始供熱，而為保證供熱要求，供熱機組參與電網(wǎng)調(diào)峰的能力大幅度下降。

風電具有很大的隨機性、間歇性和不可控性，就東北地區(qū)風電功率特性曲線表明，反調(diào)峰特性比較明顯，即低谷需減發(fā)出力時，風電處于大發(fā)狀態(tài)。這種情況在電網(wǎng)風電接入規(guī)模較小時尚可應(yīng)對，隨著風電的大規(guī)模開發(fā)，特別是千萬kW級風電基地的投運，依靠運行火電機組低谷調(diào)峰方式將難以適應(yīng)。

1.2 降低了電網(wǎng)安全穩(wěn)定水平

針對東北電網(wǎng)，大量風電集中接入蒙東地區(qū)，而蒙東地區(qū)自身消納風電的能力有限，大量過剩風電將通過500 kV線路送出東北電網(wǎng)統(tǒng)一消納。大容量長距離的風電輸送將給輸電通道和受端電網(wǎng)帶來嚴重的安全穩(wěn)定問題。

1.3 增加了電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)難度

由于風電絕大多數(shù)接入薄弱的末端電網(wǎng)，受系統(tǒng)負荷變化影響，電壓調(diào)整原本就十分困難，加之風電出力無計劃大幅度變化，其無功功率需求量又與風電機組的類型及風電功率的大小有關(guān)，導致系統(tǒng)電壓也大幅度變化，增加了電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)難度。

1.4 風機低電壓穿越能力直接威脅電網(wǎng)安全

受風機制造技術(shù)的影響，目前仍存在多數(shù)運行風電機組不具備低電壓穿越能力，系統(tǒng)發(fā)生輕微故障將可能會造成整片風電機組跳閘，從而擴大事故范圍。

2 目前關(guān)口調(diào)度方式存在問題

東北電網(wǎng)實行統(tǒng)一調(diào)度、分級管理，東北電力調(diào)度通信中心 (以下稱網(wǎng)調(diào))是東北電網(wǎng)最高調(diào)度機構(gòu)，依照國家法律、法規(guī)和有關(guān)規(guī)定對東北電網(wǎng)實施調(diào)度管理，負責組織、指揮、指導、協(xié)調(diào)、監(jiān)督和管理東北電網(wǎng)的安全、優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟運行。遼寧、吉林、黑龍江省調(diào) (以下稱省調(diào))是省內(nèi)電網(wǎng)的最高調(diào)度機構(gòu)，在網(wǎng)調(diào)統(tǒng)一調(diào)度下，行使分級管理職能。省間聯(lián)絡(luò)線調(diào)電計劃下達以后，網(wǎng)省調(diào)度嚴格按照執(zhí)行，網(wǎng)調(diào)負責對各省調(diào)聯(lián)絡(luò)線計劃執(zhí)行情況進行考核。

進入2008年以后，風電開始迅猛發(fā)展，在聯(lián)絡(luò)線關(guān)口調(diào)度模式下，不少網(wǎng)省調(diào)在系統(tǒng)低谷時段當常規(guī)電源已調(diào)整到位的情況下，被迫對風電進行了限制。但是，當某一省在低谷時段對風電進行限制時，并不是代表在整個區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)已經(jīng)沒有消納風電的能力。而只是因為該省在執(zhí)行聯(lián)絡(luò)線計劃的前提下沒有消納風電的能力。

由于風電本身的間歇性、季節(jié)性、不確定性特點，給電網(wǎng)的運行方式安排帶來了很大困難。雖然目前風功率預測工作已有進展，但由于起步較晚，以及數(shù)值天氣預報本身預測精度存在不確定性等特點，調(diào)度機構(gòu)仍無法準確預知未來一天各風電場的功率變化，這樣就給本省內(nèi)的電源平衡帶來困難，聯(lián)絡(luò)線計劃執(zhí)行難度加大。在風電所占電網(wǎng)運行容量比例較大的省份，經(jīng)常會出現(xiàn)在系統(tǒng)的尖峰和低谷時段，受風電反調(diào)峰特性影響，聯(lián)絡(luò)線區(qū)域控制偏差均不能滿足正常要求的情況，給系統(tǒng)的運行方式安排帶來極大困難。

隨著風電的快速發(fā)展，某些風電所占電網(wǎng)運行容量比例較大的省份，受風電不確定性的影響，在正常執(zhí)行聯(lián)絡(luò)線關(guān)口調(diào)度時也會出現(xiàn)問題，尤其是在系統(tǒng)低谷時段，往往由于系統(tǒng)調(diào)峰瓶頸原因而限風電。雖然此時區(qū)域內(nèi)其他省份還有調(diào)峰裕度，但由于在聯(lián)絡(luò)線關(guān)口調(diào)度模式下，各省只按聯(lián)絡(luò)線關(guān)口計劃進行省內(nèi)電源出力調(diào)整，沒有義務(wù)幫助基他省來深度調(diào)峰。而進行深度調(diào)峰以后如何跨省補償也沒有明確的說法。所以從全額收購風電上網(wǎng)電量要求來看，在聯(lián)絡(luò)線關(guān)口調(diào)度模式下，各省間正常情況下區(qū)域資源互補優(yōu)勢喪失。

3 聯(lián)絡(luò)線控制改進方法

3.1 基于全網(wǎng)風電輸出功率預測的聯(lián)絡(luò)線計劃修正方法

網(wǎng)調(diào)和遼、吉、黑三省調(diào)度建立所轄地區(qū)風電場輸出功率預測系統(tǒng)，按照國家電網(wǎng)公司下發(fā)的《風電功率預測系統(tǒng)功能規(guī)范》要求，能夠?qū)崿F(xiàn)次日96點全網(wǎng)風電出力預測，并且每15 min能夠?qū)崿F(xiàn)1次未來4 h全網(wǎng)風電出力超短期預測。遼吉黑三省調(diào)在每日上報次日96點各省風電出力數(shù)據(jù)，網(wǎng)調(diào)負責對全網(wǎng)預測數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析，考慮對風電進行全網(wǎng)平衡。遼、吉、黑三省調(diào)每15 min上報1次未來4 h全省風電出力超短期預測數(shù)據(jù)，網(wǎng)調(diào)調(diào)度人員根據(jù)各地區(qū)風電出力情況，按照全網(wǎng)在線統(tǒng)一分配低谷調(diào)峰備用容量的原則對聯(lián)絡(luò)線計劃進行實時修正。

調(diào)度關(guān)系、調(diào)度原則、發(fā)電設(shè)備檢修、輸變電設(shè)備檢修、頻率調(diào)整、安全穩(wěn)定管理等保持目前聯(lián)絡(luò)線關(guān)口調(diào)度方式不變。聯(lián)絡(luò)線計劃確定后，各省調(diào)度根據(jù)聯(lián)絡(luò)線計劃、省內(nèi)負荷預測、風電場發(fā)電功率預測等進行省內(nèi)電力電量平衡、調(diào)峰安排，如果省內(nèi)調(diào)峰電力不足，不能全額接納風電，省調(diào)向網(wǎng)調(diào)提出省間調(diào)峰電力支援申請，網(wǎng)調(diào)協(xié)調(diào)其他省給予支援。在全網(wǎng)調(diào)峰達到能力后，調(diào)峰電力不足省方可限制風電。

實時調(diào)度中，三省調(diào)度每15 min上報1次未來4 h全省風電出力超短期預測數(shù)據(jù)，網(wǎng)調(diào)調(diào)度人員根據(jù)各地區(qū)風電出力情況，按照充分利用全網(wǎng)調(diào)峰電力、最大限度接納風電原則，網(wǎng)調(diào)可以協(xié)調(diào)各省調(diào)對聯(lián)絡(luò)線計劃進行實時修正，將調(diào)峰電力盈余省的多余調(diào)峰電力調(diào)出，支援調(diào)峰電力不足省。省間調(diào)峰支援實行補償機制。

3.2 全網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度方法

優(yōu)化配置資源，最理想的方式就是改變關(guān)口聯(lián)絡(luò)線調(diào)度，開展全網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度。網(wǎng)調(diào)對區(qū)域內(nèi)風電及大容量的電廠擁有直調(diào)權(quán)，全網(wǎng)統(tǒng)一平衡，取消聯(lián)絡(luò)線關(guān)口制約，在滿足系統(tǒng)安全約束的前提下，最大限度地發(fā)揮區(qū)域電網(wǎng)的優(yōu)勢，最大限度地消納區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)風電場上網(wǎng)電量。由于全網(wǎng)統(tǒng)一平衡，也可最大限度控制風電對系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻的影響。在可能的情況下，甚至進一步實現(xiàn)跨區(qū)域電網(wǎng)來平衡風電。

3.3 算例

以2010年5月20日的實際負荷、機組運行情況為例，比較聯(lián)絡(luò)線關(guān)口調(diào)度、基于全網(wǎng)風電輸出功率預測的聯(lián)絡(luò)線計劃修正調(diào)度、全網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度3種方式對接納風電上網(wǎng)電力的影響。

表1 各地區(qū)調(diào)峰盈余及各地區(qū)實際風電接納能力 MW

根據(jù)表1的計算結(jié)果可知全網(wǎng)風電接納能力為4 071 MW，但是在該典型日的實際運行過程中在蒙東、吉林和黑龍江地區(qū)出現(xiàn)了限制風電出力的情況，其主要原因因為各個地區(qū)的機組調(diào)峰能力不同，而聯(lián)絡(luò)線不能參與調(diào)峰導致各個地區(qū)調(diào)峰能力的不平衡。通過修正聯(lián)絡(luò)線計劃的方法來平衡各地區(qū)電網(wǎng)的調(diào)峰能力，能夠在一定程度上解決東北電網(wǎng)局部風力發(fā)電受限的問題。2010年5月20日負荷高峰及負荷低谷時段的省間聯(lián)絡(luò)線交換電力見表2。

表2 負荷高峰及負荷低谷省間聯(lián)絡(luò)線交換電力 MW

該典型日吉林最大受限電力140 MW;黑龍江最大受限電力220 MW，蒙東地區(qū)風電最大受限電力80 MW，三個地區(qū)受限電力總值為440 MW。從計算結(jié)果可知遼寧地區(qū)的低谷調(diào)峰盈余為1 090 MW，從數(shù)據(jù)分析比較可以看出，挖掘遼寧的調(diào)峰盈余足以解決吉林、黑龍江和蒙東地區(qū)的風電受限問題。

4 結(jié)束語

本文分析了目前東北電網(wǎng)省間聯(lián)絡(luò)線控制方式特點，提出了為進一步提高風電消納能力的聯(lián)絡(luò)線改進控制方法，并通過實例證明了方法的有效性。

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